2020-07-10 09:34:41 南方能源观察

2020年6月10日，国家发改委、国家能源局联合发布了《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）。自《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）发布以来，经过三年的探索与实践，全国电力市场化交易比重不断扩大，市场交易机制日趋完善，市场价格机制逐步理顺，可再生能源电力需求日益凸显，售电市场蓬勃发展。新版规则的出台恰逢其时。

新版规则在暂行版规则的基础上，由原有的十二章一百条修编为十二章一百二十八条，对相关章节进行了系统化的调整，对市场主体的权责进一步明确和定义，对交易品种、周期的内涵进一步完善。同时，结合当前市场运行中存在的问题提出了一系列的处理原则或具体措施，引导规范市场、深化改革。

作为本轮电改的新兴主体，售电公司自9号文发布至今得到了蓬勃的发展，全国经公示的售电公司已超过4千余家。针对售电公司，在新版规则中的五点变化影响深远，是售电公司必须面对的重大挑战。

市场化比重进一步扩大

与发改运行〔2019〕1105号文的有关要求呼应，新版规则取消了10千伏以上电压等级电力用户的限制，经营性用电原则上均可参与市场化交易。

近年来，伴随电力市场化改革的进程，终端电力用户通过参与市场化交易切实享受到了电改带来的红利。市场建设初期，终端用户单体用电体量较大、批零价差较大以及价格机制尚不成熟的特点，售电公司一度成为市场追捧的热点。但随着改革的深入，批零价差逐步缩小、单体用电量持续降低以及价格机制不断完善的影响，经营性用户市场化比例的扩大带来并不仅仅是机遇。

从成本收益角度考虑：市场化比重的扩大使得大量年用电量仅100万千瓦时甚至更低的电力用户进入市场，在市场中的占比不低。与传统零售市场以中小企业和自然人为主不同，电力零售市场的主体基本为各种类型的企业。由于不同企业的管理制度和经济属性等多方面因素，一家年用电500万千瓦时的电力用户的开发难度并不一定低于一家年用电量5000万千瓦时的电力用户。但是，代理一家年用电500万千瓦时所产生的售电收益恐难以覆盖售电公司针对该用户所付出的开发、维护以及交易成本。因此，市场化比重增加形成的大批中小用户，对于售电公司来说食之无味弃之可惜。如何控制相关成本，提高开发效率将会是不得不面对的问题。

从市场化价格机制考虑：目前大量新进入市场的用户通常为价格敏感型用户，特别在四大行业（煤炭、钢铁、有色、建材）中，利用峰谷电价错峰排产是一个常见的现象。从理顺价格机制的角度出发，市场化用户的用电价格应按照“上网电价+输配电价+政府基金及附加+辅助服务成本”的模式形成，简称顺价模式。在当前的实践中，采用顺价模式改变了此前峰谷目录电价的形成机制，导致了峰谷价差消失或大幅缩小的现象。尽管部分区域正在研究中长期分时段签署合约的解决方案，但是实际效果仍然有待检验。售电公司代理此类错峰排产用户进入市场，由于零售合约往往对标目录电价的现状，容易造成巨额的亏损。

偏差电费结算逻辑的改变

相较于暂行版规则采用偏差考核处理偏差电量结算，新版规则中不再采用偏差考核费用的表述，通过引入偏差电量电费、超用电量惩罚系数和少用电量惩罚系数，对发电侧、用电侧采用不同的偏差电量电费计算逻辑，实现差异化管理。

不妨以某省现行中长期交易规则进行分析。在该省现行规则中，偏差限额的计算基准为中长期合约电量，偏差限额内执行加权合同电价，偏差限额外按照超用或者少用执行相应罚则，结算电量为实际用电量。假定允许偏差为±2%，当月中长期合约电量为1000万千瓦时，加权合同电价为390元/兆瓦时，实际用电为1200万千瓦时，则1020万千瓦时的电量可以按照390元/兆瓦时进行结算，超出的180万千瓦时则需要按照相关罚则进行结算。当采用新版规则中的偏差电费结算模式，允许偏差的概念则不再存在，仅中长期合约电量1000万千瓦时依据390元/兆瓦时的价格结算，偏差的200万千瓦时则需完全按照上调服务加权平均价乘以相应惩罚系数进行结算。同时，此前参与需求侧响应和储能响应产生的偏差电量也明确为用户自主行为，纳入用户偏差承担范畴。因此，售电公司作为用电负荷的聚合商，其中长期交易优化逻辑将面临较大的调整。

高比例中长期合约

与发改运行〔2019〕1982号文的有关要求呼应，新版规则明晰了电力调度机构从年度、月度和月内如何实现95%中长期合约占比的具体工作内容。

从目前全国主要电力市场运行情况来看，特别是现货试点省份的现货出清情况分析，保证高比例中长期占比有利于市场平稳过渡，避免出现大幅价格波动的情况。以某省现货试运行出清价格为例开展研究，如图1所示。在依据实际分时用电量的95%作为中长期合同进行分解的情况下，经优化后的报价策略相较不优化的结果比较，购电成本仅降低了不足0.5%。但是从随着全面现货连续结算试运行的启动，特别是对于电力供给紧张时段，大比例中长期将较大可能锁定收益，降低购电成本上涨的风险。

因此，对于售电公司，高比例中长期占比是一个显著的不确定因素。

高频次中长期交易的出现

新版规则明确了中长期交易中，年度、月度和月内、周、（多日）电量交易，增加了多日交易，鼓励双边和滚动撮合交易连续开市。

从目前可再生能源富集区域开展连续周交易的运行实践来看，交易周期接近运行日且连续开市，有利于售电公司更加精确预测用电负荷，精准参与市场。但是，相关区域在为市场主体提供多种手段控制用电偏差的同时也相应提出了更高的偏差考核要求。

以某西南水电大省为例，对于超出偏差范围以外的超用电量按照对应水期的上限价格结算，少用电量按照当月合同均价考核。如4月为枯水期，当月加权价假设为300元/兆瓦时，超出偏差范围的多用电量均按照上线415元/兆瓦时结算，少用电量均按照300元/兆瓦时进行考核。相较于收取的服务费来说，该考核标准让售电公司难以承受。

针对上述情况，售电公司往往提出了负荷预测的需求。但是从实际来说，往往面临如下问题：

零售合约时限较短，数据储备不足。目前，我国大部分区域零售市场合约签署期限为1年，部分区域允许签署大于1年的合约。合约期间，售电企业可通过电网关口数据或自行安装表计获取小时级或日级用电数据。考虑到用户更迭较快，对于新代理的用户而言，通常可获取数据的时间维度较短。同时，对于部分代理了大量小规模用户的售电公司来说，该类小规模用户往往存在原始计量设备缺少分时计量功能的可能，且由于数量众多难以逐一自行安装表计，难以合理建模进行负荷预测。

用户负荷互补性不强。相较于大系统而言，售电公司拥有的用户数量较少，用户负荷互补性相对较差。部分售电企业存在代理单体用电量达到总代理电量20%以上的状况，且用户用能计划可控性差。

因此，如何适应高频次中长期交易将会是售电公司专业性的重大考验。

可再生能源消纳保障机制的实施

与发改能源〔2019〕807号的有关要求呼应，新版规则明确了购电侧主体（电网、用户、售电公司）对清洁能源消纳责任。

近年来，在国家宏观政策的引导支持下，可再生能源技术得到了快速的发展。同时，用电主体对于电力清洁化的诉求也不断提高。但是从目前的实践，受限于多方面的物理性约束、政策性约束和经济性约束，可再生能源市场化直接交易仅在部分可再生能源富集地区开展，对于传统用电大省来说，尽管能源主管部门已出台相关支持可再生能源电力交易的政策，但从实施层面，无论是分布式“隔墙售电”还是集中式直接交易，售电公司或电力大用户通过市场化交易直接采购可再生能源电力依然存在困难，可再生能源消纳仍然以电网公司的“网对网”采购交易来实现。

伴随可再生能源消纳责任保障机制的启动，相关责任主体一直在积极研究落实消纳责任的实施路径。但从当前全国主要省份的交易规则来说，电力用户和售电公司直接通过市场化直接交易采购可再生能源仍没有有效的实施手段。同时，如完全采用购买绿色证书的形式完成消纳责任，参考当前市场化交易形成让利空间、售电公司售电服务费收取水平和绿色证书购买价格，售电公司难以承担由此产生的相关成本。

因此，如何代理用户完成可再生能源消纳责任将会是售电公司需要协同有关主管部门、电网企业和发电企业等共同解决的问题。

综上所述，新版规则在规范市场、深化改革的同时，也给售电公司带来了重大的挑战。市场建设的推进是循序渐进的过程。市场的成熟必然带来准入门槛的提高。新的挑战在引发售电市场的洗牌、整合、完善与发展的同时，也作为一股重要的外部力量促使售电公司走出低层次的市场开发和中长期购售价差模式，向专业型、技术型和资金密集型企业转变，不断提升我国售电市场的整体水平。